16. Пластовая энергия, силы, действующие в залежи.

Всякая нефтяная и газовая залежь обладает потенциальнойэнергией, которая в процессе разработки залежи переходит в кинетическую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта. Запаспотенциальной энергии создается:

1) напором краевых (контурных) вод;

2) напором газовой шапки;

3) энергией растворенного газа, выделяющегося из нефти приснижении давления;

4) энергией, которой обладают сжатые нефть, вода и вмещающая их порода;

5) силой тяжести, действующей на жидкость.

Краевые воды, действуя на поверхность водоиефтяпого контакта, создают давление в нефти и газе, заполняющие порыпродуктивного пласта. Аналогичное действие оказывает газ, находящийся в газовой шапке, по действует он через поверхностьгазонефтяиого контакта.

Растворенный газ, выделившийся из нефти после снижениядавления, способствует его сохранению в дальнейшем на некоторомуровне. Всякое уменьшение количества нефти в пласте приводит ктому, что этот объем занимают пузырьки газа, и поэтому нефть находится под действием практически неизменного давления. Егоснижение начнется, когда выделение газа из растворенного состояния не будет успевать за отбором нефти.

Действие упругих сил нефти, воды и вмещающей их породыпроявляется в следующем. По мере отбора нефти и газа, происходитнекоторое снижение пластового давления, в результате чего пластовые флюиды н порода разжимаются, замедляя теми его падения.

Сила тяжести обеспечивает сток нефти из повышенных частей пласта в пониженные, где расположены забои скважин.

17. Неполадки при работе фонтанирующих скважин

Неполадки в работе фонтанных скважин - нарушение режимов:

1. Парафино- и гидратообразование в трубах.

2. Образование песчаных пробок на забоях.

3. Разъедание штуцера.

4. Забивание песком, парафином штуцера или выкидной линии.

5. Появление воды в скважине.

Для борьбы с отложениями парафина применяют следующие основные способы:

1. Механический, при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность.

2. Тепловой, при котором скважина промывается теплоносителем (паром, горячей водой или нефтепродуктами).

3. Использование подъемных труб с гладкой внутренней поверхностью (остеклованных или покрытых специальным лаком или эмалями).

4. Химический,  при котором парафин удаляется с помощью растворителей.

18. Состав уэцн

Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, в том числе и наклонных пластовой жидкости, содержащей нефть, воду и газ, и механические примеси. В зависимости от количества различных компонентов, содержащихся в откачиваемой жидкости, насосы установок имеют исполнение обычное и повышенной корозионно-износостойкости. При работе УЭЦН, где в откачиваемой жидкости концентрация мехпримесей превышает допустимую 0,1 грамм\литр происходит засорение насосов, интенсивной износ рабочих агрегатов. Как следствие, усиливается вибрация, попадание воды в ПЭД по торцевым уплотнениям, происходит перегрев двигателя, что приводит к отказу работы УЭЦН.

Состав и комплектность УЭЦН

Установка УЭЦН состоит из погружного насосного агрегата (электродвигателя с гидрозащитой и насоса), кабельной линии (круглого плоского кабеля с муфтой кабельного ввода), колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного электрооборудования: трансформатора и станции управления (комплектного устройства) (см. рисунок 1.1.). Трансформаторная подстанция преобразует напряжение промысловой сети дооптимальной величины на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле. Станция управления обеспечивает управление работой насосных агрегатов и его защиту при оптимальных режимах.

Погружной насосный агрегат, состоящий из насоса и электродвигателя с гидрозащитой и компенсатора, опускается в скважину по НКТ. Кабельная линия обеспечивает подвод электроэнергии к электродвигателю. Кабель крепится к НКТ, металлическими колесами. На длине насоса и протектора кабель плоский, прикреплен к ним металлическим колесами и защищен от повреждений кожухами и хомутами. Над секциями насоса устанавливаются обратный и сливной клапаны. Насос откачивает жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне Оборудование устья скважины обеспечивает подвеску на фланце обсадной колонны НКТ с электронасосом и кабелем, герметизацию труб и кабеля, а также отвод добываемой жидкости в выходной трубопровод.Насос погружной, центробежный, секционный, многоступенчатый не отличается по принципу действия от обычных центробежный насосов.Отличие его в том, что он секционный, многоступенчатый, с малым диаметром рабочих ступеней - рабочих колес и направляющих аппаратов. Выпускаемые для нефтяной промышленности погружные насосы содержат от 1300 до 415 ступеней.Секции насоса, связанные фланцевыми соединениями, представляют собой металлический корпус. Изготовленный из стальной трубы длиной 5500 мм. Длина насоса определяется числом рабочих ступеней, число которых, в свою очередь, определяется основными параметрами насоса. - подачей и напором. Подача и напор ступеней зависят от поперечного сечения и конструкции проточной части (лопаток), а также от частоты вращения. В корпусе секций насоса вставляется пакет ступеней представляющих собой собрание на валу рабочих колес и направляющих аппаратов.Рабочие колеса устанавливаются на валу на призматической шпонке по ходовой посадке и могут перемещаться в осевом направлении. Направляющие аппараты закреплены от поворота в корпусе ниппеля, расположенным в верхней части насоса. Снизу в корпус ввинчивают основание насоса с приемными отверстиями и фильтром, через которые жидкость из скважины поступает к первой ступени насоса.Верхний конец вала насоса вращается в подшипниках сальника и заканчивается специальной пяткой, воспринимающей нагрузку на вал и его вес через пружинное кольцо. Радиальные усилия в насосе воспринимаются подшипниками скольжения, устанавливаемыми в основании ниппеля и на валу насоса.В верхней части насоса находится ловильная головка, в которой устанавливается обратный клапан и к которой крепится НКТ.Электродвигатель погружной, трехфазовый, асинхронный, маслозаполненный с короткозамкнутым ротором в обычном исполнении и коррозионностойком исполнениях ПЭДУ (ТУ 16-652-029-86). Климатическое исполнение - В, категория размещения - 5 по ГОСТ 15150 - 69. В основании электродвигателя предусмотрены клапан для закачки масла и его слива, а также фильтр для очистки масла от механических примесей.Гидрозащита ПЭД состоит из протектора и компенсатора. Она предназначена для предохранения внутренней полости электродвигателя от попадания пластовой жидкости, а также компенсации температурных изменений объемов масла и его расхода. Протектор двухкамерный, с резиновой диафрагмой и торцевыми уплотнениями вала, компенсатор с резиновой диафрагмой.Кабель трехжильный с полиэтиленовой изоляцией, бронированный. Кабельная линия, т.е. кабель намотанный на барабан, к основанию которого присоединен удлинитель - плоский кабель с муфтой кабельного ввода. Каждая жила кабеля имеет слой изоляции и оболочку, подушки из прорезиненной ткани и брони. Три изолированные жилы плоского кабеля уложены параллельно в ряд, а круглового скручены по винтовой линии. Кабель в сборе имеет унифицированную муфту кабельного ввода К 38, К 46 круглого типа. В металлическом корпусе муфты герметично заделаны с помощью резинового уплотнения, к токопроводящим жилам прикреплены наконечники.Конструкция установок УЭЦНК, УЭЦНМ с насосом имеющим вал и ступени, выполненные из коррозионностойких материалов, и УЭЦНИ с насосом, имеющим пластмассовые рабочие колеса и резинометаллические подшипники аналогична конструкция установок УЭЦН.При большом газовом факторе применяют насосные модули - газосепараторы, предназначенные для уменьшения объемного содержания свободного газа на приеме насоса. Модули насосные устанавливаются между входным модулем и модулем-секцией погружного насоса.Погружной насос, электродвигатель, и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и протектора имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.

Рис. 1 Кабель с оптоволоконным датчиком. В пространство между жилами (1) и бронепокровом (2, 3) вводится оптоволоконный модуль (4) с несколькими оптическими волокнами

(5)

. Рис. 2 Схема установки электроцентробежного насоса 1 – обсадная колонна скважины; 2 – гидрозащита;  3 – электродвигатель; 4 – газосепаратор; 5 – насосные секции; 6 – кабель с оптиковолоконным модулем; 7 – насосно-компрессорная труба; 8 – оборудование устья скважины; 9 – выносной пункт подключения кабеля; 10 – оптоволокно; 11 – блок формирования сигнала и приемный блок; 12 – блок микропроцессора

19. Режим залежи нефти (газа) reservoir condition - Механизм проявления в залежах пластовой энергии различного вида, обусловливающий приток нефти и газа к эксплуатационным скважинам. Зависит от геологического строения, физикохимических свойств пласта и насыщающих его флюидов и от искусственно создаваемых условий разработки и эксплуатации. Геологические условия и энергетические особенности залежи способствуют установлению того или иного режима, но не определяют его полностью. В зависимости от вида пластовой энергии, обеспечивающей перемещение флюида к скважинам, различают четыре основных вида режима работы залежи:  - водонапорный - газонапорный (газовой шапки) - растворенного газа - гравитационный режим. Режимы, при которых продвижение пластового флюида происходит за счет расходования внутренней энергии залежи, называются режимами истощения (режим растворенного газа, гравитационный). Режимы, при которых продвижение пластового флюида к скважинам обусловлено действием внешних по отношению к залежи источников пластовой энергии (напора краевых вод или газа из газовой шапки) называются режимами вытеснения (водонапорный, газонапорный). Очень часто режимы работы залежи смешанные, представляющие собой ту или иную комбинацию элементарных режимов. см. также Силы, движущие нефть в пласте.

Водонапорный режим

 

В данном режиме фильтрация нефти осуществляется под давлением краевых либо законтурных вод, обладающих регулярным питанием (пополнением) с поверхности при помощи дождевых или талых вод либо при помощи непрерывного закачивания воды, используя комплекс нагнетательных скважин.   Условие реализации водонапорного режима Pпл > Pнас, где Pпл - среднее пластовое давление, Pнас - давление насыщения. В таких условиях свободный газ в пласте отсутствует и отфильтровывается лишь нефть либо вода с нефтью. Проницаемый пласт 2 (рис. 2.3) поддерживает гидродинамическую связь зоны отбора нефти 1 с зоной питания 3, которой может стать естественное водохранилище - русло реки. По окончании процессов складкообразования проницаемый и пористый пласты способны выйти на дневную поверхность в области, к примеру, речного русла 3, который осуществляет непрерывную подпитку пласта водой в процессе отбора нефти из скважины 4. Пласт-коллектор обязан обладать достаточной проницаемостью на всем протяжении от месторождения до зон поглощения поверхностных вод. Все это объясняет активность законтурной воды. Обычно пластовое давление в таких залежах равняется гидростатическому давлению водного столба высотой, подобной глубине залежи пласта. При этом давление после снижения на начальном этапе разработки сохраняется практически постоянным в выставленных темпах при отборе жидкости (2 - 8 % от извлекаемых ежегодных запасов). В водонапорном режиме добыча нефти сопровождается ее замещением нагнетаемой либо законтурной водой, что обуславливает достаточно постоянные по времени дебиты скважин, газовый фактор и пластовое давление.

Постоянство газового фактора объясняется также тем, что при Pпл > Pнас газовые выделения в пласте отсутствуют, поэтому в каждой тонне нефти добывается лишь тот объем газа, который был в ней растворен при соблюдении пластовых условий (рис. 2.4). Обводнение скважины осуществляется довольно быстро. Но при многократной неоднородности пласта обеспечение водой скважин может затягиваться по времени, потому что по хорошо проницаемым прослойкам пластовая вода оперативно достигает забоев скважин, а в плохо проницаемых - довольно медленно. При водонапорном режиме осуществляется довольно эффективное вытеснение нефти, и получаются наиболее крупные коэффициенты нефтеотдачи. Отличается естественный водонапорный режим от искусственного непрерывного напора воды тем, что последний, вытесняющий нефть, создает ее нагнетанием с поверхности с помощью системы нагнетательных скважин. В данном случае пласт-коллектор не должен обладать выходом на дневную поверхность для последующего получения постоянного питания. При водонапорном режиме объем отобранной жидкости из месторождения (нефть, вода) всегда равен объему вторгшейся в месторождение законтурной воды при соблюдении пластовых термодинамических условий. Перераспределение давления, происходящее в пласте при изменении в отборах жидкости из скважин, в данном режиме должно осуществляться быстро (в теории моментально), поэтому подобный режим также именуют жестким. Депрессионная воронка у скважины устанавливается столь же моментально. Данный режим в теории изучен наиболее полноценно. В данный момент более 80 % всей добытой нефти выходит из залежей, разработанных при условии водонапорного режима (по большей мере искусственного).

Режим газовой шапки

Этот режим проявляется в таких геологических условиях,.при которых источником пластовой энергии является упругость газа, сосредоточенного в газовой шапке. Для этого необходимо, чтобы залежь была изолирована по периферии непроницаемыми породами или тектоническими нарушениями. Законтурная вода, если она имеется, не должна быть активной. Нефтяная залежь должна находиться в контакте с газовой шапкой. При таких условиях начальное пластовое давление будет равно давлению насыщения, так как дренирование залежи происходит при непрерывном расширении газовой шапки и нефть постоянно находится в контакте с газом.Темп изменения среднего пластового давления при разработке такой залежи может быть различным в зависимости от темпов разработки и от соотношения объемов газовой шапки и нефтенасыщенной части залежи.Таким образом, разработка месторождения при режиме газовой шапки неизбежно сопровождается падением пластового давления со всеми вытекающими из этого последствиями (уменьшение дебитов, сокращение периода фонтанирования, переход нефтяных скважин на газ и др.). В реальных условиях разработка такого месторождения может быть осуществлена в условиях смешанного режима с помощью искусственного поддержания пластового давления закачкой воды в законтурную область или закачкой газа в газовую шапку.Конечная нефтеотдача в условиях режима газовой шапки не достигает тех величин, что при режимах вытеснения нефти водой, и не превышает по приблизительным оценкам 0,4 - 0,5.Для этого режима характерен закономерный рост газового фактора и переход скважин на добычу чистого газа по мере выработки запасов нефти и расширения газовой шапки. Режим газовой шапки в общем имеет подчиненное значение и сравнительно небольшое распространение. Продукция скважин, как правило, безводная.

Гравитационный режим

Гравитационным режимом дренирования залежей нефти называют такой режим, при котором фильтрация жидкости к забоям скважин происходит при наличии «свободной поверхности». Свободной поверхностью называют поверхность фильтрующей жидкости или газонефтяной контакт, устанавливающийся в динамических условиях фильтрации, на котором давление во всех точках остается постоянным. Этот режим называют еще иногда безнапорным, хотя это принципиально не точно.Гравитационный режим может возникнуть в любой залежи на последней стадии ее разработки как естественное продолжение режима растворенного газа. Наглядным и в то же время точным примером дренирования в условиях гравитационного режима может служить высачивание воды по периметру конической кучи песка, предварительно смоченного водой. При гравитационном режиме скважины имеют углубленный забой-зумф для накопления нефти и погружения в него насоса.Из определения этого режима следует, что если в затрубном пространстве такой скважины существует атмосферное давление, то такое давление установится на всей свободной поверхности, разделяющей нефтенасыщенную и газонасыщенную части пласта, и фильтрация жидкости в скважину будет происходить только под действием разности уровней жидкостей в удаленной части пласта и непосредственно на стенде скважины. При избыточном давлении в затрубном пространстве скважины фильтрация жидкости по-прежнему будет происходить под воздействием разности уровней жидкости, так как это давление устанавливается на всей свободной поверхности.Гравитационный режим может иметь решающее значение при шахтных методах добычи нефти. В горизонтальных пластах его эффективность чрезвычайно мала. Скважины характеризуются очень низкими, но устойчивыми дебитами. Однако в крутопадающих пластах эффективность гравитационного режима увеличивается. Этот режим практического значения в процессах нефтедобычи по существу не имеет и важен только для понимания процессов, происходящих в нефтяных залежах при их разработке.

Режим растворенного газа

Дренирование залежи нефти с непрерывным выделением из нефти газа и переходом его в свободное состояние, увеличением за счет этого объема газонефтяной смеси и фильтрации этой uaie к точкам пониженного давления (забои скважин) называется режимом растворенного газа. Источником пластовой энергии при этом режиме является упругость газонефтяной смеси.

Условия существования режима растворенного газа следующие:

- Pпл < Рнас (пластовое давление меньше давления насыщения);

- отсутствие законтурной воды или наличие неактивной законтурнойводы;

- отсутствие газовой шапки;

- геологическая залежь должна быть запечатана.

При этих условиях пластовая энергия равномерно распределена во всем объеме нефтенасыщенной части пласта. При таком режиме правомерен принцип равномерного размещения скважин по площади залежи.

Режим растворенного газа характеризуется быстрым падением пластового давления и закономерным увеличением газового фактора, который на определенной стадии разработки достигает максимума, а затем начинает падать в результате общего истощения и полной дегазации месторождения. Режим отличается самым низким коэффициентом нефтеотдачи, в редких случаях достигающим значений 0,25. Без искусственного воздействия на залежь (например, закачкой воды или другими методами) режим считается малоэффективным. Однако в начальные периоды разработки скважины бурно фонтанируют, хотя и непродолжительное время. При дренировании залежи в условиях режима растворенного газа (при отсутствии искусственного воздействия) вода в продукции скважин отсутствует.